СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ НЕОДНОРОДНОГО ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА Российский патент 1996 года по МПК E21B43/27 E21B43/22 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам воздействия на призабойную зону неоднородного по проницаемости нефтяного пласта и может быть использовано в нефтедобыче.

Целью изобретения является повышение извлечения нефти за счет образования вязких эмульсий.

Достигается это тем, что в способе воздействия на призабойную зону неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем изоляции его высокопроницаемых промытых зон растворами поверхностно-активных веществ и последующей закачки в призабойную зону агента для ее обработки, в качестве раствора ПАВ закачивают 5 25% углеводородный раствор оксиэтилированного изононилфенола со степенью оксиэтилирования 4 6.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. В призабойную зону вводят 5 25% углеводородный раствор оксиэтилированного изононилфенола со степенью оксиэтилирования 4 6, вслед за ним закачивают агент для обработки призабойной зоны органическое или неорганическое вещество или их смесь - улучшающий извлечение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Углеводородный раствор ПАВ готовят заранее или непосредственно на промысле, дозируя в трубопровод НПАВ и углеводородный растворитель в заданных соотношениях. Вслед за углеводородным раствором ПАВ закачивают реагенты для воздействия на низкопроницаемые зоны пласта с высокой нефтенасыщенностью. Углеводородный раствор, смешиваясь в пористой среде с пластовыми или закачиваемыми водами, образует высоковязкие стабильные эмульсии независимо от минерализации водной фазы, что позволяет изолировать высокопроницаемые промытые зоны и направить следующую оторочку органического или неорганического агента или их смеси в низкопроницаемые зоны с высокой нефтенасыщенностью.

В качестве углеводородного растворителя используют ароматические растворители: Нефрас Ар 120/2000 (ТУ 38 10180У-80), фракции ароматических углеводородов (например, толуольную фракцию ТУ 38103579-85) или отходы нефтехимических производств, содержащие в своем составе не менее 50% ароматических углеводородов (например, "тоший" абсорбент ТУ 38.103349-85, легкая пиролизная смола ТУ 38.10285-83, пироконденсат ТУ 38.103360-87 и др.); растворители парафинового ряда (например, фракция гексановая ЦГФу ТУ 38.10381-83).

дегазированную нефть или продукты ее переработки (например, керосин ТУ 38.101928-82, широкая фракция легких углеводородов ТУ 31.101524-83, дизельное топливо ГОСТ 305-82 и др.).

В качестве НПАВ используют оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования (п) 4 6 (неонолы АФ 9-п ТУ 38.5.07 24-87).

В качестве неорганических веществ берут минерализованную (пластовую или сточную) воду, раствор аммиака или минеральные кислоты и др. в качестве органических веществ углеводородные растворители (толуольная фракция ТУ 38.103579-85, легкая пиролизная смола ТУ 38.10285-83, фракция гексановая ЦГФУ ТУ 38.10381-83, дизельное топливо ГОСТ 305-82, керосин ТУ 38.101928-82 и др. или их смеси), ацетон ТУ 2768-84 и др.

Сравнительные результаты вытеснения нефти из моделей неоднородного пласта при различных углеводородных растворителях представлены в табл. 1 4.

П р и м е р 1. Модели неоднородного по проницаемости пласта представляют собой линейные модели разной проницаемости, подключенные попарно к одному напорному контейнеру. В опытах используют модели длиной 0,18 м, диаметром 0,025 м, заполненные молотым кварцевым песком. К кварцевому песку прибавляют 10% мас. бентонитового глинопорошка; модель первоначально насыщают нефтью, а затем закачивают пресную воду. После достижения 100% обводненности выходящей из модели продукции определяют проницаемость моделей и количество извлеченной нефти. После этого в модель закачивают оторочку раствора ПАВ по предлагаемому способу в количестве 0,25 от объема пор (ПО), вслед за которой закачивают оторочку неорганического агента (минерализованная вода с минерализацией 300 г/л 0,8 ПО) и оставляют модели на 24 часа (для окончания усадки глины). Затем через модель продолжают прокачивать минерализованную воду до достижения 100% обводненности продукции и определяют соотношение проницаемостей пропластков и количество дополнительно извлеченной нефти (см. табл. 4 оп. 1).

В последующих опытах 2 6 (примеры 2 6) используют модели неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, аналогичные используемым в примере 1.

П р и м е р 2. Опыт 2 проводили аналогично опыту 1, только в качестве углеводородного раствора ПАВ используют состав по прототипу. Сравнительные результаты вытеснения нефти из моделей пласта (табл. 4 опыт 1 и 2) подтверждают более высокое извлечение нефти при использовании предлагаемого способа по сравнению с прототипом (прирост коэффициента извлечения нефти 19,8 и 9,8% соответственно).

П р и м е р 3. В опыте 3 модели заполняют только молотым кварцевым песком, первоначально насыщают их высоковязкой парафинистой нефтью и оставляют ее в модели на 24 часа для более полной адсорбции на поверхности породы асфальто-смоло-парафинистых веществ из нефти. Затем эту нефть заменяют низковязкостной нефтью и определяют проницаемость по нефти. Вытесняют нефть водой и после достижения 100% обводненности продукции определяют количество извлеченной нефти. Затем закачивают оторочку раствора ПАВ в углеводороде по предлагаемому способу в количестве 0,25 ПО, а вслед за ней оторочку органического агента (керосин 0,5 ПО). Через 24 часа (для растворения асфальто-смоло-парафиновых веществ) в низкопроницаемый пропласток модели вводят низковязкостную нефть и определяют его проницаемость, вытесняют нефть водой и определяют прирост дополнительно вытесненной нефти (табл. 4 оп. 3).

П р и м е р 4. Опыт 4 проводят аналогично опыту 3, только в качестве углеводородного раствора ПАВ используют состав по прототипу. Результаты экспериментов (табл. 4 оп. 3 и 4) показывают, что предлагаемый способ более эффективен по сравнению с прототипом (прирост коэффициента извлечения нефти составляет 11,2 и 4,6% соответственно).

П р и м е р 5. В опыте 5 модели заполняют молотым кварцевым песком с добавкой 10% мас. карбонатного порошка и 10% мас. бентонитового глинопорошка. Модели первоначально насыщают пресной водой, а через 24 часа (после гидратации глины) вытесняют воду нефтью, а затем вытесняют нефть пресной технической водой. После достижения 100% обводненности выходящей из модели продукции определяют проницаемость моделей и количество извлеченной нефти. После этого в модель закачивают оторочку раствора ПАВ по предлагаемому способу в количестве 0,25 ПО, вслед за которой закачивают оторочку агента, представляющего собой смесь неорганического и органического вещества (10% соляную кислоту, смешанную с ацетоном в объемном соотношении 1 1 в количестве 0,8 ПО) и оставляют модели на 24 часа (для окончания взаимодействия кислоты с карбонатным материалом модели и осушения глины ацетоном). Затем модели промывают водой и определяют соотношение проницаемой пропластков, после чего повторно насыщают нефтью, вытесняют нефть водой и после достижения 100% обводненности продукции определяют количество извлеченной нефти (см. табл. 4 оп. 5).

П р и м е р 6. Опыт 6 проводят аналогично опыту 5, в качестве углеводородного раствора ПАВ используют состав по прототипу. Результаты экспериментов (табл. 4, оп. 5 и 6) подтверждают более высокий прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу (20,4%) по сравнению с прототипом (10,8%).

Предлагаемый способ позволяет:
повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных по проницаемости пластов (с 4.6 10.8 до 11,2 20,4%);
утилизировать отходы нефтехимических производств, содержащих ароматические углеводороды;
использовать в качестве поверхностно-активных веществ оксиэтилированные изононилфенолы доступные продукты крупнотоннажного производства. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4

Сущность изобретения: в призабойную зону скважины закачивают последовательно 5 - 25%-ной концентрации углеводородный раствор оксиэтилированного изононилфенола со степенью оксиэтилирования 4 - 6 и затем агент для обработки призабойной зоны. 4 табл.

Способ воздействия на призабойную зону неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем закачки в него раствора поверхностно-активного вещества с последующей закачкой агента для ее обработки, отличающийся тем, что, с целью повышения извлечения нефти за счет образования вязких эмульсий, в качестве раствора поверхностно-активного вещества закачивают 5 25%-ный углеводородный раствор оксиэтилированного изононилфенола со степенью оксиэтилирования 4 6.